В нефтяной скважине (Западная Сибирь)

1 – песчаник; 2 – плотный песчаник; 3 – аргиллит

 

По предварительной оценке выделенные проницаемые пласты относятся как к водоносному, так и смешанному типам (водонефтяные). Уточнение их принадлежности к водоносному или водонефтяному типам следует выяснять посредством качественной и количественной интерпретации диаграмм БКЗ и ВИКИЗ.

На основании приведенных примеров можно сделать вывод, что для предварительного литологического расчленения разреза угольной скважины необходимо и достаточно использование методов КС и ГК. При этом полное представление о литологическом разрезе достигается при анализе всех каротажных диаграмм поискового комплекса КС-ПЗ, ГК, ГГК, АК и КМ.

При выработке рабочей гипотезы о геологической природе аномальных объектов, принятии решений о необходимости проведения количественной интерпретации и дополнительных геолого-геофизических исследований следует опираться на известные признаки. К ним относятся:

· ИК эффективен для изучения глин и глинистых пластов, песчаников и карбонатов, насыщенных сильно минерализованной пластовой водой его можно применять в сухих и обсаженных непроводящими трубами скважинах. Задачи, решаемые ИК те же, что КС и БК.

· БКЗ «работает» в пластах большей мощностью (и при) средних значениях ρ_п/ρ_с и ρ_п/ρ_вм.

· БК эффективен в тонких пластах при больших значениях ρ_п/ρ_с и не эффективен при повышающем проникновении (водоносные пласты).

· Определение границ пластов и литологическое расчленение разрезов по диаграммам ВИКИЗ осуществляется по тем же критериям и признакам, что и для других электрических методов. При этом кривые ВИКИЗ более дифференцированы. Границы отбиваются в точках максимального возрастания градиента. Для оценки значений ρ пластов–коллекторов и зон проникновения разработана специальная компьютерная программа МФС ВИКИЗ. Вместе с темп, практические диаграммы могут дать достаточно полную информацию и без количественной обработки.

· Для изучение кривых ПС наиболее благоприятен песчано-глинистый разрез. Величину амплитуды аномалий ПС отсчитывают по линии глин (нулевая линия). Границы ПС отмечаются в точках, соответствующих половине амплитуды отклонения кривой ПС. Выделение тонких пластов (h/dc <4) по этим кривым затруднено. При ρ _ф > ρ _в, то есть при УЭС фильтрата больше УЭС пластовой воды песчано-алевролитовые пласты отличаются минимумами U_пс. Против нефтегазоносных чистых песчано-алевролитовых пластов аномалия ПС такая же, как и против водоносных. В то же время глинистые пласты, содержащие нефть-газ имеют меньшую амплитуду, нежели глинистые водоносные пласты. Чистые карбонатные пласты (известняки, доломиты) характеризуются при ρ _ф> ρ _в, как и песчано-алевролитовые, отрицательными аномалиями U_пс. Кривые ПС в высокоомных разрезах мало информативны.

· Диаграммы (кривые) ГК симметричны относительно середины пласта. Границы последнего определяются в точках максимального градиента возрастания (убывания) кривых. Значение J_γ^изм соответствует J_γ^∞ для теоретических кривых при h/d_c >6, а при наблюдённых кривых при h >0,8м. Глинистые слои имеют максимальное значение J_γ, а песчаные, известковые и угольные пласты – минимальные значения J_γ. ГК применяется не только для определения структуры и толщин пластов, но и для получения количественных показателей, например глинистости, содержания нерастворенного осадка в карбонатах и др.

· СГК эффективен при оценке равновесных урано-ториевых руд, расчленении и корреляции немых толщ и месторождений, где U, Th и К играют роль геохимических индикаторов (бокситы, фосфориты, золото). На нефтегазовых месторождений СГК используются для оценки глинистости полимиктовых отложений, идентификации песчаных коллекторов (монациты, глаукониты), разделении чистых и глинистых карбонатов.

· ГГК-П эффективен при выделении угольных пластов вследствие их малой плотности. В нефтегазовых скважинах метод ГГК-П используется для уточнения литологии, выделения коллекторов, оценки их пористости, при техническом контроле скважин.

· Задачами, решаемыми с помощью НК, являются выделение нефтенасыщенных, водонасыщенных и газонасыщенных коллекторов и нахождение водонефтяного (ВНК) и газожиткостного (ГЖК) контактов, выделение и оценка руд, содержащих элементы с высоким сечением поглощения, выделение углей, преимущественно бурых.

· ИННК в большей степени и ИНГК в меньшей применяют на нефтегазовых месторождениях для выделения нефтеносных и газоносных пластов. Преимущества ИНК перед НК в этом случае обусловлены более высокой чувствительностью ИНК к содержанию хлора. Кроме того, в меньшей мере влияют скважинные условия. Особенно хорошо ИНК применяют при контроле за разработкой нефтегазовых месторождений. В районах с минерализацией пластовых вод более 100г/л (высокая минерализация) показания ИННК и ИНГК против водоносных и газоносных пластов различаются до 10 раз. Тогда как различие для этих пластов по методу НК составляет 1-2 раза.

Количественная интерпретация результатов ГИС производится как и в методах полевой геофизики путем подбора (сравнения) наблюдённых (зарегистрированных в скважинах) кривых с теоретическими. Интерпретация может выполняться как вручную с помощью специальных палеток, так и в автоматизированном режиме с применением компьютерных программ. Компьютерная интерпретация основана на интерактивном (диалоговом) режиме. Как правило, в процессе интерпретации привлекается дополнительная геолого-геофизическая информация.

Последовательность операций по качественной и количественной интерпретации данных БКЗ и ВИКИЗ можно показать на примере нефтегазовой скважины, для которой ранее выполнено литологическое расчленение разреза (см. рис. 137). Сопоставление кривых БКЗ и ВИКИЗ в этом разрезе приведено на рисунке 138.

 

Рис. 138. Сопоставление каротажных диаграмм БКЗ и ВИКИЗ